RU2189577C2 - Method determining fluid conductivity of cleaving material - Google Patents
Method determining fluid conductivity of cleaving material Download PDFInfo
- Publication number
- RU2189577C2 RU2189577C2 RU2000125615A RU2000125615A RU2189577C2 RU 2189577 C2 RU2189577 C2 RU 2189577C2 RU 2000125615 A RU2000125615 A RU 2000125615A RU 2000125615 A RU2000125615 A RU 2000125615A RU 2189577 C2 RU2189577 C2 RU 2189577C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- permeability
- fluid
- sand
- fluid conductivity
- sample
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области интенсификации добычи нефти, газа и конденсата и может быть использовано для определения проницаемости трещины при гидроразрыве пласта. The invention relates to the field of intensification of oil, gas and condensate production and can be used to determine the permeability of a fracture during hydraulic fracturing.
Известен способ по изучению проницаемости трещин при гидроразрыве, закрепленных песком фракций от 0,48 до 0,6 мм и от 0,8 до 2 мм с различной упаковкой. Для этого песок определенных размеров и определенной концентрации зажимают между двумя пластинами из органического стекла и через щель фильтруют воду с постоянным расходом (Кривоносов И.В., Горохов Н.С. Закрепление трещины гидроразрыва песком с сохранением их высокой проницаемости. - НТС. Нефтяное дело, 1962, 9, с. 26-27). A known method for the study of permeability of fractures during hydraulic fracturing, sand fixed fractions from 0.48 to 0.6 mm and from 0.8 to 2 mm with different packaging. To do this, sand of a certain size and a certain concentration is clamped between two plates of organic glass and water is filtered through the slot at a constant flow rate (Krivonosov I.V., Gorokhov N.S. Fixing a hydraulic fracture with sand while maintaining their high permeability. - NTS. Oil business , 1962, 9, p. 26-27).
Данный способ не позволяет получить достоверные данные о проницаемости расклинивающего материала. This method does not allow to obtain reliable data on the permeability of proppant material.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ определения проницаемости расклинивающего материала при различных давлениях, включающий формирование образца, сжатие и нагрев, прокачку через него минерализованной воды и расчет проницаемости по известным зависимостям (Рябоконь С.А. и др. Жидкости-песконосители для гидроразрыва пласта, - М.: ВНИИОЭНГ; 1987, с. 42-45). Closest to the proposed method is a method for determining the permeability of proppant material at various pressures, including sample formation, compression and heating, pumping mineralized water through it and calculation of permeability according to known dependencies (Ryabokon S.A. et al. Sand-carrier fluids for hydraulic fracturing, - M.: VNIIOENG; 1987, p. 42-45).
Однако данный способ не позволяет получить достоверные данные о проницаемости расклинивающего материала: не учитывается влияние жидкости-песконосителя на проницаемость. However, this method does not allow to obtain reliable data on the permeability of the proppant material: the influence of the sand carrier on the permeability is not taken into account.
Задача, на решение которой направлено изобретение, - повышение точности определения проницаемости расклинивающего материала. The problem to which the invention is directed is to increase the accuracy of determining the permeability of proppant material.
Технический результат заключается в возможности определения проницаемости трещины при гидроразрыве пласта в случае применения заданной жидкости-песконосителя. The technical result consists in the possibility of determining the permeability of a fracture during hydraulic fracturing in the case of using a given sand-carrier fluid.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе определения проницаемости расклинивающего материала, включающий формирование образца, сжатие и нагрев образца, прокачку через него жидкости и расчет проницаемости по известным зависимостям, в отличии от прототипа расклинивающий материал смешивают с жидкостью-песконосителем, прикладывают к нему эффективное давление и нагревают до пластовой температуры, выдерживают до стабилизации температуры и давления, прокачивают углеводородную жидкость (например, керосин) при давлении, равном величине депрессии, используемой при вызове притока, до очистки порового пространства от жидкости-песконосителя. The specified technical result is achieved by the fact that in the known method for determining the permeability of the proppant material, including forming the sample, compressing and heating the sample, pumping liquid through it and calculating the permeability according to known dependencies, in contrast to the prototype, the proppant is mixed with sand carrier and applied to it effective pressure and heated to reservoir temperature, maintained until stabilization of temperature and pressure, pumped hydrocarbon liquid (for example, kerosene) p At a pressure equal to the magnitude of the depression used to cause the inflow, before the pore space is cleaned of sand-carrier fluid.
Способ осуществляется следующим образом: формируют образец, а для этого расклинивающий материал смешивают с жидкостью-песконосителем, в специальном устройстве между двумя поджимными поршнями сжимают в прессе давлением, равным эффективному, нагревают до пластовой температуры. Для месторождений Севера Западной Сибири величина эффективного давления составляет 41 МПа, пластовая температура от 110 до 120oС (юрские отложения).The method is as follows: a sample is formed, and for this the proppant is mixed with sand-carrier fluid, in a special device between two clamping pistons, they are compressed in a press with an pressure equal to the effective pressure, heated to formation temperature. For deposits in the North of Western Siberia, the effective pressure is 41 MPa, reservoir temperature from 110 to 120 o C (Jurassic deposits).
Значения данных параметров подбирают в соответствии с условиями пласта, где будет проводиться гидроразрыв. Образец выдерживают до стабилизации температуры и давления для формирования стабильных геометрических размеров. После этого через образец прокачивают до пяти поровых объемов углеводородной жидкости при давлении, равном величине депрессии, используемой при вызове притока, до очистки порового пространства от жидкости-песконосителя. The values of these parameters are selected in accordance with the conditions of the reservoir where hydraulic fracturing will be carried out. The sample is maintained until the temperature and pressure stabilize to form stable geometric dimensions. After that, up to five pore volumes of hydrocarbon liquid are pumped through the sample at a pressure equal to the value of the depression used to cause the inflow, until the pore space is cleaned from the sand carrier fluid.
Замер проницаемости по углеводородной жидкости осуществляют при стабилизации расхода жидкости во времени. Жидкость прокачивают из расчета: три поровых объема образца. Расчет проницаемости проводится по формуле:
где К - проницаемость по жидкости, мкм2;
М - вязкость жидкости, МПа•с;
Q - объем жидкости, м3;
L, d - длина и диаметр образца, м;
Δp - перепад давления, МПа;
t - время, с.The measurement of hydrocarbon fluid permeability is carried out while stabilizing the flow rate of the fluid over time. The fluid is pumped from the calculation: three pore volumes of the sample. The calculation of permeability is carried out according to the formula:
where K is the liquid permeability, μm 2 ;
M — fluid viscosity, MPa • s;
Q is the volume of liquid, m 3 ;
L, d is the length and diameter of the sample, m;
Δp is the pressure drop, MPa;
t is the time, s.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000125615A RU2189577C2 (en) | 2000-10-11 | 2000-10-11 | Method determining fluid conductivity of cleaving material |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000125615A RU2189577C2 (en) | 2000-10-11 | 2000-10-11 | Method determining fluid conductivity of cleaving material |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2189577C2 true RU2189577C2 (en) | 2002-09-20 |
RU2000125615A RU2000125615A (en) | 2002-10-10 |
Family
ID=20240883
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000125615A RU2189577C2 (en) | 2000-10-11 | 2000-10-11 | Method determining fluid conductivity of cleaving material |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2189577C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7249500B2 (en) | 2003-02-05 | 2007-07-31 | Micro Motion, Inc. | Determination of amount of proppant added to a fracture fluid using a coriolis flow meter |
CN109507076A (en) * | 2017-09-15 | 2019-03-22 | 中国石油化工股份有限公司 | The visualization nested arrangement and experimental method of flow conductivity test experiments sample |
-
2000
- 2000-10-11 RU RU2000125615A patent/RU2189577C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
РЯБОКОНЬ С.А. и др. Жидкости-песконосители для гидроразрыва пласта. - М.: ВНИИОЭНГ, 1987, с. 42-45. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7249500B2 (en) | 2003-02-05 | 2007-07-31 | Micro Motion, Inc. | Determination of amount of proppant added to a fracture fluid using a coriolis flow meter |
CN109507076A (en) * | 2017-09-15 | 2019-03-22 | 中国石油化工股份有限公司 | The visualization nested arrangement and experimental method of flow conductivity test experiments sample |
CN109507076B (en) * | 2017-09-15 | 2021-04-23 | 中国石油化工股份有限公司 | Visual nesting device and experimental method for experimental sample for testing flow conductivity |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2611804C2 (en) | Surfactant selection method for improving well productivity | |
Wu et al. | Permanent alteration of porous media wettability from liquid-wetting to intermediate gas-wetting | |
CN109653740B (en) | Carbonate rock acid fracturing self-supporting fracture permeability prediction method | |
Sergeev et al. | Experimental research of the colloidal systems with nanoparticles influence on filtration characteristics of hydraulic fractures | |
CN111487172A (en) | Device and method for evaluating flow conductivity of acid-etched fracture of tight reservoir core | |
CN108240951A (en) | compact sandstone gas reservoir sensitivity evaluation test method | |
Reznik et al. | Air-water relative permeability studies of Pittsburgh and Pocahontas coals | |
CN106483250A (en) | A kind of evaluation method of the flow conductivity of proppant | |
RU2189577C2 (en) | Method determining fluid conductivity of cleaving material | |
RU2555975C1 (en) | Method to treat bottomhole area of production well | |
RU2331056C1 (en) | Method of evaluation of influence of process liquid filtrates penetration on filtrating characteristics of rock | |
Botset et al. | Effect of pressure reduction upon core saturation | |
CN111175196B (en) | Method and device for determining self-absorption amount of rock | |
Feng et al. | Effect of organosilicon-acrylic emulsion treatment on wettability of porous media | |
Siregar et al. | Laboratory experiments on enhanced oil recovery with nitrogen injection | |
RU2301883C1 (en) | Method for oil reservoir development in hydrophilic container rock | |
Tahir et al. | A review study on micro fluid chips for enhancing the oil recovery by injecting the chemical floods | |
RU2629030C1 (en) | Device for permeability to phase determination | |
RU2769942C1 (en) | Method for fixing the bottom-hole zone of productivity of the gas well formation | |
RU2125648C1 (en) | Method for increasing oil recovery from oil deposit | |
RU2747726C1 (en) | Composition for flow leveling works in injection wells | |
RU2000125615A (en) | METHOD FOR DETERMINING THE PERMEABILITY OF THE PROPELLING MATERIAL | |
RU2781413C1 (en) | Method for determining the complex of petrophysical properties of a rock sample when modeling reservoir conditions | |
Borji | Alkali-based Displacement Processes in Microfluidic Experiments: Application to the Matzen Oil Field | |
RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071012 |